К оглавлению

УДК 553.98.041:551.762(571.1-17)

Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири

В.И. ЕРМАКОВ, В.А. СКОРОБОГАТОВ (ВНИИгаз)

Перспективы расширения сырьевой базы газовой промышленности на севере Западной Сибири в XII пятилетке связаны с поисками месторождений в юрских отложениях, существенно отличающихся по геолого-промысловым характеристикам от меловых. Поэтому при планировании добычи газа здесь следует принимать во внимание особенности строения коллекторских толщ, фазовые соотношения флюидов в залежах, динамику пластовых давлений и другие факторы.

Коллекторские нижне-среднеюрская (тюменская свита и ее аналоги) и келловей-оксфордская (васюганская свита и ее аналоги) толщи на территории Западно-Сибирской плиты (ЗСП) характеризуются широким термоглубинным диапазоном залегания и наибольшей площадью распространения промышленных скоплений УВ. В отличие от меловых нефтегазоносных комплексов (НГК) в юрском наблюдается большее разнообразие структурно-тектонических, литологических, геохимических и геотермических условий, вследствие чего формирование, размещение и сохранность промышленных по величине и добычным возможностям залежей УВ в нем контролировались преимущественно четырьмя генетическими факторами - тектоническим, литологическим, геохимическим и геотермическим (при ведущем влиянии двух последних).

Из более чем 120 площадей, введенных в глубокое поисково-разведочное бурение к северу от линии месторождений Муравленковское - Вынгапурское, продуктивными по меловым НГК оказались 62 % - главным образом газовые (Г), газоконденсатные (ГК) и газоконденсатно-нефтяные (ГКН) залежи. В то же время из более чем 70 площадей, в пределах которых юрский комплекс вскрыт одной - тремя и большим числом скважин (до 20-30 и более на Уренгойском и Новопортовском месторождениях), залежи УВ обнаружены только на 30 % их (рис 1). Несмотря на значительно более низкую степень реализации начальных потенциальных ресурсов газа юрского НГК (0,2-13,3 % по отдельным областям) по сравнению с меловыми (от 4,7 % на Гыдане до 68,5 % в Надым-Пурской и Пур-Тазовской областях), его площадная изученность довольно высока и в ряде северных районов почти такая же как меловых НГК (особенно по верхним наиболее перспективным горизонтам).

Севернее широты Губкинского месторождения в породах юры выявлено большое число залежей типа ГК, ГКН и НГК в горизонтах Ю₁ и Ю_2-3 на Северо-Губкинском, Уренгойском, Кынском и других месторождениях и только три, вероятно, нефтяные на Береговом, Черничном и Лензитском. Притоки газа с конденсатом (15-188 тыс. м³/сут) и нефти (0,2- 3 м³/сут) зафиксированы в верхних и средних горизонтах тюменской свиты на Уренгойском и Тазовском месторождениях. Кроме того, из верхних горизонтов юрского комплекса получены полупромышленные притоки газа с конденсатом (1-8 тыс. м³/сут) на Арктическом, Малоямальском и Восточно-Таркосалинском месторождениях и на Среднемессояхской площади. Многочисленные газо- и нефтепроявления отмечены при вскрытии и опробовании юрских коллекторов на Южно-Тамбейском, Нейтинском, Семаковском и других месторождениях и разведочных площадях.

При испытаниях средних и нижних горизонтов юры на ряде площадей притоков пластовых флюидов не получено. В то же время в базальных песчаниках юры и верхней дезинтегрированной части доюрского комплекса отмечались притоки газа с конденсатом на Новопортовском месторождении, а также значительные притоки воды с признаками свободного газа на Южно-Русском и Бованенковском месторождениях, свидетельствующие о резком улучшении коллекторских свойств пород зоны их контакта. Примечательно, что на ряде площадей юрский НГК вскрыт большим числом (2-5) поисковых скважин как сводовых, так и крыльевых, на глубину 200-1200 м и более, в том числе достигших доюрских пород, однако промышленных скоплений УВ в нем не обнаружено (Нейтинская, Арктическая, Сред-немессояхская и другие площади). Таким образом, несмотря на большой объем геофизических и буровых работ, введение в глубокое бурение многих наиболее значительных по площади и амплитуде локальных структур в Надым-Пурской, Пур-Тазовской и Ямальской областях эффективность поисково-разведочных работ на газ и нефть в юрском НГК оказалась невысокой. В связи с этим большое значение имеет анализ причин относительно низкой продуктивности юрских коллекторских толщ на севере ЗСП. В статье трудно в равной мере осветить все критерии промышленной нефтегазоносности юрских отложений, поэтому остановимся на важнейших из них - термоглубинных условиях залегания и степени катагенеза ОВ и пород юры. Именно современные и максимальные глубины погружения и геотемпературы, а также зависящая от них степень катагенеза, по нашему мнению, в первую очередь контролируют формирование и сохранность промышленных по величине и добычным возможностям скоплений УВ в песчано-алевролитовых горизонтах юрского НГК [2].

Современные глубины погружения кровли юрского комплекса изменяются от 2-2,5 км в окраинных районах (Ярудейском, Южно-Ямальском, Верхнетазовском) до 3,2-4,2 км в Надым-Тазовском междуречье, на севере Ямальской и юго-западе Гыданской областей. Подошва его погружается на глубины от 2,5-3,2 до 4-5,7 км и более. Современные геотемпературы (СТ) в кровле комплекса изменяются от 50-70 до120-140° С, а в подошве - от 70-100 до 170-190 °С [2]. Максимальные глубины погружения и палеотемпературы в раннем олигоцене превышали современный уровень соответственно на 200-400 м и на 24-27 °С в кровле и на 22-24 °С в подошве (в зависимости от глубины залегания юрской толщи) [2]. Степень катагенеза ОВ, определенная по показателю отражения витринита (ПОВ, R°_ср, %) угольных включений в масле (350 определений по 50 северным площадям) изменяется в кровле тюменской свиты от 0,5-0,6 (Новопортовская и Верхнереченская площади Ямала, Харампурский и Верхнетазовский районы) до 0,9-1,1 (восточная часть Надым-Пурской, Ямальской, юго-запад Гыданской областей) и даже до 1,3 и более в зоне Харасавэя, Танловской впадины и Парусового мегапрогиба. Например, на Уренгойском месторождении в кровле тюменской свиты СТ изменяются от 100-110 °С на южном куполе до 115 °С на северном, ПОВ - от 0,9-0,92 в скв. 252,406 до 1-1,02% в скв. 262, 266, 282(переход к МК₃). В подошве юрского комплекса степень катагенеза ОВ на одну-три градации выше, величина ПОВ варьирует от 0,6-0,8 в окраинных зонах до 1,4-2,5 в центральных. Наиболее высокая объемная (по площади и глубине)изученность поля катагенеза отмечается для Уренгойской, Самбургской, Новопортовской и некоторых других площадей, что объясняется большим числом пробуренных скважин и относительно высоким выносом образцов углесодержащих пород из разреза мела и юры. Крайне слабо изучен катагенез пород в Гыданской области (только до низов мела). В осадочных и вулканогенно-осадочных толщах триаса, достраивающих снизу типично осадочный чехол в зонах глубокопогруженных впадин (доюрских синклинориев) катагенетическая преобразованность ОВ и пород монотонно увеличивается с высоким градиентом, характерным в целом для домеловой части разреза (в соответствии с очень высокими геотермоградиентами - 4-6 °С/100 м). В то же время между палеозойскими и юрскими образованиями в зонах, где осадочные толщи триаса отсутствуют, фиксируется катагенетическое несогласие на одну - три и более градаций [2].

Анализ генерационных свойств пород юры (содержания и состава рассеянного и конентрированного ОВ, степени его катагенеза) показывает, что в объеме юрского НГК были генерированы значительные массы УВ-газов и битумоидов. Часть их в результате миграции образовывала скопления типа ГК, ГКН и НГК с оторочками нефтей высоко- и ультрапарафиновых, мало- и бессернистых, типично «гумусового» облика, поскольку в разрезе нижней - средней юры и келловей-оксфорда присутствует преимущественно гумусовое и сапропелево-гумусовое ОВ в породах как континентальных и дельтовых, так и прибрежно-морских фаций [2]. В ходе дальнейшей геохронотермобарической эволюции часть скоплений типа ГКН и НГК трансформировалась, с одной стороны, в ГК - в зонах с жесткими термоглубинными условиями, НГК и нефтяные (Н) - на структурах, нарушенных проводящими разломами, за счет частичной или полной дегазации первично-генетических залежей, как например, на Новопортовском и Губкинском месторождениях, с другой - превратилась в «консервационные» скопления, т. е. потерявшие промышленную значимость для разработки вследствие ухудшения ФЕС коллекторов (коэффициент проницаемости менее 0,5*10^-3 мкм² и пористость менее 10 %). Кроме того, из-за негативной роли дизъюнктивно-тектонического фактора на ряде структур скопления УВ оказались разрушенными и в кровельных горизонтах проницаемой части юрского комплекса фиксируются нефтегазопроявления (Нейтинское, Ямсовейское, Русское, Западно-Таркосалинское месторождения и северный купол Етыпуровской структуры).

Опыт проведения поисково-разведочных работ на юрский комплекс в северных районах ЗСП показывает, что главным фактором, лимитирующим распространение промышленных по величине и добычным возможностям скоплений УВ на средних и больших глубинах, являются ФЕС пород проницаемых горизонтов. Для песчаников и алевролитов юрского возраста они зависят как от первично-генетических, так и вторичных факторов. Многие исследователи отмечают в целом ухудшенные ФЕС коллекторов тюменской свиты [1, 3, 4]. В частности, С. И. Шишигин с соавторами установил, что в разрезе Талинского нефтяного месторождения только 23,3 % изученных образцов песчано-алевролитовых пород относится к коллекторам вообще (проницаемость - 0,001 мкм² и выше), а к коллекторам промышленного значения - всего 5,3 % (проницаемость более 0,01 мкм²). В качестве нижних пределов ФЕС для коллекторов тюменской свиты называются разные, но в целом близкие величины. Например, для нефтенасыщенных коллекторов горизонта ЮС₂ Сургутского свода Ж.А. Поздеев и Н.В. Шишова (1983 г.) считают проницаемость 2,2*10^-3 мкм² и открытую пористость 14,2- 14,4 %, во многих работах Б.А. Лебедева, С.И. Шишигина и других исследователей приводится величина 0,5*10^-3 мкм². По А.А. Ханину, пониженная проницаемость коллекторов соответствует диапазону 0,1-0,01, низкая 0,01-0,001 мкм², к полуколлекторам относятся породы с проницаемостью 10^-3-10^-5 мкм².

По нашему мнению [2], наиболее действенными факторами изменения ФЕС юрских коллекторов являются глубина погружения и температура. На современных глубинах около 3000 м в области температур примерно 100 °С проницаемость большинства образцов резко снижается до 10^-5 мкм² при пористости 6-10 %. Однако и в менее жестких термоглубинных условиях песчаники и алевролиты тюменской свиты часто характеризуются проницаемостью и открытой пористостью менее 0,5*10^-3 мкм² и 11 %, т. е. ниже допустимого уровня промышленной значимости терригенных коллекторов для добычи газа (в нефтенасыщенных коллекторах в качестве подобной границы мы рассматриваем проницаемость 2*10^-3 мкм²) [2]. Если на глубинах до 3000 м 28 % юрских коллекторов имеют среднюю открытую пористость (в долях единицы) от 0,15 до 0,2 (более 0,2-1 %), от 0,15 до 0,1 -51%, (менее 0,1-20 %), то на больших глубинах соответствующие интервалы пористости имеют 7, 57 и 36 % проанализированных образцов. Точно так же на малых и средних глубинах (1800-3000 м) удовлетворительную проницаемость (более 0,01 мкм² - «промышленную», по С.И. Шишигину и др., 1986 г.) имеют только 13% образцов, пониженную (2...10*10^-3 мкм²)-9%, низкую (0,5...2*10^-3 мкм²) - 15%, очень низкую (0,01...0,5*10^-3 мкм²) - 38 %, практически непроницаемы - 25 %. Глубже 3000 м проницаемы (более 2*10^-3 мкм²) только 8 % песчаников и алевролитов, проницаемы для газа (0,5...2*10^-3 мкм²) - 5%, слабопроницаемы (0,01...0,5 *10^-3 мкм²) – 51 % и практически непроницаемы 35 % (статистически обработано 1180 анализов ФЕС юрских песчаников и алевролитов - данные ЦЛ Главтюменьгеологии и ВНИИгаза).

С общей изолированностью, повышенной глинистостью и низкими коллекторскими свойствами пород проницаемых горизонтов юрской толщи связано существование в них регионально выраженных АВПД-СГПД (Р_пл=50...60 МПа и более, Кан= 1,2...2), которые зафиксированы на всех разведочных площадях центральной, наиболее погруженной, части территории [2, 4].

Фильтрационная характеристика коллекторов определяет такой важнейший параметр добычных возможностей залежей, как величину притоков пластовых флюидов в скважину. Анализ рис. 2 показывает, что приведенные термоглубинные градации отделяют в разрезе юрской толщи продуктивные коллекторские горизонты от практически «сухих».

Установленная зависимость объясняется уплотнением традиционных нижне-среднеюрских коллекторов - мелкозернистых полимиктовых песчаников и алевролитов - в жестких термобарических условиях больших глубин. С одной стороны, это происходит под действием тяжести вышележащих отложений, приводящей к раздавливанию обломков глинистых пород и нестойких минералов, содержание которых по данным Б.А. Лебедева и др. (1976 г.) достигает 30-40 %, и выжиманию их в поры, с другой - эпигенетических процессов, а именно выпадения кальцита в порах вследствие мощной генерации СО₂ в толщах с гумусовой органикой при повышенных геотемпературах. Причем отмечается относительная взаимозаменяемость этих двух факторов - на глубинах 3200-3500 м, при СТ ниже 100 °С юрские поровые коллекторы еще не теряют промышленную значимость, по крайней мере для газа, аналогично и при более высоких геотемпературах, на меньших, чем 2800 м глубинах. Эти причины обусловили широкое развитие в разрезе юры и ачимовской толщи валанжина прослоев и горизонтов карбонатизированных, а на глубинах более 4,5 км и частично окварцованных песчаников и алевролитов, полностью утративших способность проводить флюиды в пластовых условиях.

Анализ ФЕС пород-коллекторов юры проводился многими исследователями. В частности, Г.Л. Горбенко, М.С. Зонн, М.В. Корж (1982 г.) отмечают, что на глубинах 3,7 км и более песчаники и алевролиты преобразованы процессами окварцевания, гидрослюдизации, карбонатизации, хлоритизации и только отдельные пласты и линзы песчаников в кровельных горизонтах Ю_2-3 содержат коллекторы. В то же время в работах И.Н. Ушатинского (1975 г.), Н.Н. Немченко и Э.Д. Добриды (1985 г.) содержится вывод о сохранении юрскими коллекторами удовлетворительных и даже высоких ФЕС на глубинах более 4 км. Однако приводимые ими аргументы (действие ювенильного и органогенного СО₂, способствующего растворению и разуплотнению, существование скоплений УВ, препятствующих протеканию эпигенетических процессов в коллекторах и механическому сжиманию пород-коллекторов) противоречат результатам исследований, выполненных во ВНИГРИ, ИГиРГИ, ВНИИгазе [1]. Это свидетельствует о весьма затрудненных условиях для миграции УВ, особенно жидких, в нижне-среднеюрской коллекторской толще. Несравненно худшие, чем в породах мела, аккумуляционные и консервационные условия в юрском НГК провинции отмечались нами ранее [4]. Именно в результате неблагоприятных ФЕС и высокой литологической неоднородности коллекторских горизонтов общий потенциал промышленного газонефтенакопления и сохранности (по отношению к суммарной генерационной массе УВ-газов и битумоидов), степень концентрации УВ фактическая (разведанных запасов) и предполагаемая (потенциальных ресурсов) в породах юры оказались относительно невысокими и как следствие коэффициент открытий (успешности) залежей газа и нефти в юрском комплексе намного ниже, чем в породах мела.

Данные о термоглубинных условиях и степени катагенеза ОВ и пород должны быть основой комплексного прогноза газонефтеносности юрского НГК на районном, зональном и особенно локальном уровнях (при оценке перспективных ресурсов невскрытых горизонтов юры и доюрских образований на месторождениях и на подготовленных к бурению структурах). При этом необходимо учитывать зависимость степени катагенеза - важнейшего геохронотермобарического параметра - от конкретных термоглубинных условий. Так, для разных градаций катагенеза нами установлены следующие температурные границы (рис. 3): МК₁ (ПОВ от 0,5 до 0,64 %) - до 77, переходная к МК₂ и МК₂ (0,65-0,84%) -до 106, переходная к МК₃ (0,85-0,99%) до 130, МК₃ (1-1,14%) до 136, переходная к МК₄ и МК₄ (1,15- 1,49%) -до 148, переходная к МК₅ (1,5-1,99 %) - до 168 °С (границы градаций катагенеза, по Н.Б. Вассоевичу, и соответствующих им марок углей даны по ГОСТу 21489-76). В то же время переломному в смысле продуктивности рубежу СТ 100-105 °С в породах юры соответствует диапазон катагенеза ОВ (с учетом превышения МПТ над СТ) примерно 0,9-1 %. В этой связи необходимо подчеркнуть, что в работах многих зарубежных исследователей (Дж. Хант, 1981 г., Б. Тиссо и Д. Вельте, 1982 г. и др.) в качестве важнейших катагенетических рубежей рассматриваются величины ПОВ 1 и 1,3-1,35 %, первый из которых контролирует пространственное размещение ведущих по крупности и промышленной значимости скоплений УВ, а второй является нижней границей существования самостоятельных нефтяных скоплений (в залежах типа Н и НГК) и свободной нефтяной фазы вообще. Привязка их к конкретным термоглубинным условиям в нефтегазоносных областях, районах и комплексах пород имеет большое прогностическое значение, поскольку замеров температур всегда гораздо больше, чем представительных коллекций образцов керна с угольными включениями. При этом более корректным является анализ связи ПОВ с МПТ (единым уровнем приведения, если конечно МПТ отмечались примерно одновременно в различных районах), а не с СТ.

Юрский комплекс в северной части региона обладает определенными перспективами выявления преимущественно средне- и низкодебитных залежей главным образом ГК, а также смешанного типа - ГКН и НГК, промышленная значимость нефти в которых оценивается невысоко. Наибольшие перспективы связываются с кровельными горизонтами тюменской свиты (Ю_2-4) и горизонтом Ю₁ верхней юры, залегающими под мощными региональными и районными покрышками. Вниз по разрезу юры вероятность обнаружения сколько-нибудь значительных скоплений УВ резко снижается вследствие неблагоприятных аккумуляционных и консервационных условий. В подошве его, где развиты прослои крупнозернистых песчаников и гравелитов, а также в коре выветривания и в верхней части доюрских образований, особенно когда они представлены трещиноватыми карбонатными породами, ФЕС коллекторов вновь резко улучшаются по сравнению со средними и нижними горизонтами юры. Здесь ожидаются преимущественно ГК скопления, как, например, на Новопортовском месторождении. Перспективность доюрских (палеозойских и триасовых) осадочных образований, залегающих на глубинах 3-6 км и более в области геотемператур 100-220 °С и преобразованных до высоких стадий катагенеза (МК₄-АК₂) на севере региона, так же как и на юге и юго-востоке, где в результате бурения нескольких десятков параметрических и поисковых скважин, вскрывших доюрский разрез на глубину 1-1,5 км, промышленных скоплений УВ не обнаружено, остается более чем проблематичной. Промышленная значимость скоплений УВ в породах юры определяется как структурно-литологическими, так и термоглубинными (и катагенетическими) локальными условиями. На глубинах более 3000 м при СТ более 105° С вероятность открытия скоплений УВ с извлекаемыми запасами нефти оценивается крайне низко, в то время как промышленная значимость поровых коллекторов для добычи газа и конденсата сохраняется, вероятно, до глубин 3500-3800 м и геотемператур 115-120 °С

С позиций результатов проведенных нами исследований для поисков преимущественно ГКН и ГК залежей в породах верхней юры и верхних горизонтах тюменской свиты (Ю_2-4) наиболее перспективны Надымский и Тазовский районы, а также центральные районы Ямальской и Гыданской областей, в пределах которых кровля юры залегает на глубинах 2500-3300 м, а геотемпературы не превышают 110 °С.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Влияние эпигенетических процессов на параметры коллекторов и покрышек в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности / Б.А. Лебедев, Г.Б. Аристова, Е.Г. Бро и др. // Труды ВНИГРИ.- 1976.- Вып. 361.

2. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле молодых плит ССССР.- М.: Недра.- 1986.

3. Коллекторские свойства песчано-алевритовых пород тюменской свиты Талинского месторождения / С.И. Шишигин, Н.Н. Шиповалова, Н.Ф. Носырева, В.И. Ульянова // Геология нефти и газа.- 1986.- № 11.- С. 8-11.

4. Условия формирования углеводородных скоплений и перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов на севере Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов, Н.И. Леонгардт, Е.И. Пашкевич // Геология нефти и газа.- 1979.- № 4.-С. 11 - 17.

Рис. 1. Схема расположения месторождений и разбуренных локальных структур в юрском комплексе северных районов Западной Сибири.

Месторождения (залежи): а - ГК, б - Н, в - НГК и ГКН (1 - Харасавэйское, 2 - Бованенковское, 3 - Новопортов-ское, 4 - Лензитское, 5 - Уренгойское (центральный и южный купола), 6 - Береговое, 7-Черничное, 8-Кынское, 9 - Губкннское, 10 - Северо-Губкинское; г - локальные структуры, в пределах которых породы юры вскрыты 1-3 и большим числом скважин (11 - Нейтинская, 12-Арктическая, 13- Средне-Мессояхская, 14 - Южно-Русская, 15 - Восточно-Таркосалинская, 16- Западно-Таркосалинская); д - линии равных значений ПОВ в кровле тюменской свиты; ГНО: I - Ямальская, II - Гыданская, III - Надым-Пурская, IV - Пур-Тазовская

Рис. 2. Графики зависимости величины притоков пластовых флюидов из юрских отложений Надым-Пурской (А) и Ямальской (Б) ГКО от современных глубин погружения и геотемператур.

Величины притоков: а₁- нефти, а₂ - воды (1-5 м³/сут), а₃- газа (1-10 тыс. м³/сут); б₁, б₂ - соответственно 5-10 м³/сут, б₃ - 50 тыс. м³ /сут, в₁, в₂ - соответственно более 10 м³/сут, в₃ - более 50 м³/сут; г - практически "сухо"

Рис. 3. График зависимости показателя отражения витринита угольных включений в масле от максимальных палеотемператур (МПТ) интервалов отбора угольных включений в породах юры (а₁, б₁, в₁) н нижнего мела (а₂, б₂, в₂).

Области: а - Надым-Пурская, б - Пур-Тазовская, в - Ямальская и Гыданская